利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势，推进风光水火储多能互补系统建设运行。

  4.提高电力输出功率的稳定性，提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再次生产的能源的能力和综合效益。

  风光水火储多能互补系统以优化存量为主，着重解决区域弃风、弃光、弃水问题;

  到2020年，国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内，弃光率控制在3%以内。

  在市场化价格形成前，实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

  1.[技术&装备]推动产学研结合，加强系统集成、优化运行等有关技术研发，推动技术进步和装备制造能力升级。示范项目应优先采用自主技术装备，对于自主化水平高的项目优先审批和安排。

  2.[规划&补贴优先]经国家认定的多能互补集成优化示范项目，优先使用国家能源规划确定的各省(区、市)火电装机容量、可再次生产的能源发展规模及补贴等总量指标额度。

  3.[消纳优先]风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量，可优先参与跨省区电力输送消纳。

  4.[投资支持]合乎条件的多能互补集成优化工程建设项目将作为能源领域投资的重点对象。合乎条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴，各省(区、市)可结合当地实际情况，通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

  1.[政府+社会资本PPP模式]积极支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。

  2.[市场化功能+售电+合同能源管理+综合节能服务]创新终端一体化集成供能系统商业模式，鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务，积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。

  3.[增值服务、智慧用能信息化服务平台]加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台，为用户更好的提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。

  4.[余电预热上网]待国家能源局会同有关部门完善电(气、热)网接入、并网运行等技术标准和规范，统筹协调用能、供能、电(气、热)网等各方利益，解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务，实施公平调度。

  1.国家发改委、能源局：国家能源规划(确定全国建设目标、任务)、示范工程评价标准&政策

  2.省区市级能源主管部门：省级能源规划(确定地区建设目标、任务)、区域供用能系统综合规划、示范工程实施方案、上报示范重点项目。

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